Аннотация
В работе рассмотрены фильтрационные исследования кислотных составов в гравелитовых коллекторах со сложным минералогическим составом. Исследованы и смоделированы технологические подходы к технологии работ по интенсификации на данных типах коллекторов. Подобраны составы и технология воздействия.
Ключевые слова
интенсификация добычи нефти, нефть, скважина, терригенные коллектора, высокотемпературные скважины.
Abstract
The paper considers filtration studies of acid compositions in gravelite reservoirs with a complex mineralogical composition. Technological approaches to the intensification technology on these types of reservoirs have been investigated and modeled. Compositions and exposure technology were selected.
Keywords: intensification of oil production, oil, well, terrigenous reservoirs, high-temperature wells.
Воздействие на призабойную зону скважины с целью восстановления и увеличения ее продуктивности осуществляется различными физическими и химическими методами. Основной метод, используемый с 1895 года на карбонатных, а на терригенных коллекторах с 1940 года является кислотная обработка. Как метод интенсификации получил широкое распространение вследствие технологичности использования, доступности и дешевизны. На сегодняшний день российскими и зарубежными компаниями разработаны вязкопластичные агенты отклонители и химия для песчаников, кислота с самоотклонителями и вязкоэластичные закупоривающие агенты для карбонатов. Однако несмотря на большую изученность процесса на отдельных объектах опыт показывает низкую эффективность. Примером может служить арыскумская свита неокома М-II-1 и М-II-2 отложений нефтегазового месторождения Нуралы.
Продуктивные горизонты арыскумской свиты неокома М-II-1 и М- II-2 сложены гравелитами, песчаниками и глинистыми алевролитами. Коллекторы поровые с открытой пористостью 15-19% и проницаемостью от 0,002 до 0,308 мкм2. Нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 1,8 до 3,6 м, газонасыщенная (М-II -I) 1,5 м. Высота нефтяной части залежей -14,4-19 м, газовой части — 16,6 м. Пластовое давление в пределах 18 МПа, температура 820С. Нефти легкие, плотностью 800-845 кг/м3, малосернистые и сернистые (0,01-0,9%), парафинистые и высокопарафинистые (4,8-25,6%), содержат от 6 до 17% смол и асфальтенов. Начальные дебиты нефти в горизонте М-II-I составляли 79 м3/сут, в горизонте М-II-2 -27,4 м3/сут. Пластовые воды представлены хлоркальциевыми рассолами, имеющими плотность 1030-1055 кг/м3 и общую минерализацию 63,3-87,7 г/л.
На данном объекте, при достаточно высоких начальных дебитах, возникли проблемы с закачкой кислотных композиций в продуктивный горизонт вследствие низкой приемистости и необходимости создания высоких давлений. Кроме этого предыдущие кислотные обработки продуктивного пласта показали их низкую технологическую эффективность. С целью подбора технологической схемы интенсификации на данном объекте были проведены фильтрационные исследования на естественном керновом материале в типичных термобарических условиях, соответствующих отложениям неокома на стандартной УИПК в соответствии с ОСТ 39-195-86. Модель собиралась из трех образцов кернов, фильтрация осуществлялась в сторону уменьшения проницаемости образцов. В качестве пластовых флюидов использовалась изовискозная модель нефти, представляющая собой дегазированную безводную нефть месторождения Нуралы (скв. № 53). При пластовой температуре 81 0С вязкость модели нефти составляла 1,526 мПас, плотность 784 кг/м3. Пластовая вода при 81 0С имела вязкость 0,423 мПас и плотность 1026 кг/м3. Моделирование процесса фильтрации кислотных составов поводили в соответствии со следующей схемой: после создания остаточной водонасыщенности равной 33 %, прокачивали нефть в количестве 5 поровых объемов до установившегося режима течения, скорость фильтрации 0,5 мл/мин (0,0083 см3/с), затем закачиваем кислотные составы в количестве 0,3 поровых объёмов, после закачивали нефть до стабилизации перепада давления. На рисунке 1. Представлены результаты фильтрационных исследований кислотных композиций.

Объем прокаченной жидкости, мл.
Рис.1. Изменение проницаемости кернового материала после закачки кислотных композиций
состав 1.- соляная кислота, состав 2.- глинокислота на основе неорганических кислот; состав 3.- глинокислота на основе органических кислот.
Представленные результаты исследований свидетельствуют о снижении фазовой проницаемости кернового материала после проведения трех стадий кислотной обработки. Фазовая проницаемость по нефти после проведения процесса интенсификации снизилась порядка в 3-4 раза.
Это явление в первую очередь связано с диссертацией глинистых минералов. Для подтверждение данного обстоятельства, была исследована исходный и обработанный керн породы (т.е. был выполнен общий рентгеноструктурный анализ породы), представленный в таблице 1. Последнее позволяет получить более детальное представление о видах и взаимном количественном соотношении содержащихся в породе минералов до и после кислотной обработки.
Таблица 1
Результаты исследования кернового материала методом рентгеноструктурного анализа

В результате анализа данных можно сказать об изменении минералогической составляющей, ангидрит, кальцит, доломит растворились полностью. Глинистые минералы, такие как хлорит и иллит и слюды в общей массе сократились, а каолинит увеличился в содержании, что говорит о диспергации двух глинистых минералов в соляно-кислотном растворе. В таблице №2 представлены данные по диспергации глинистых минералов в зависимости от температуры.
Таблица 2
Критические температуры диспергации глинистых минералов

В вторую очередь это связанно с увеличением водонасыщенности модели и капиллярных явлений. На рисунке 2 представлены результаты фильтрационных исследований процесса интенсификации модели пласта, при которой для предотвращений снижения фазовой проницаемости по нефти за счет увеличения водонасыщенности до и после проведения кислотной обработки закачивается взаимный растворитель. Использование данной технологической схемы проведения кислотной обработки не привело к значительному увеличению фазовой проницаемости по нефти, однако и не снизила ее. Хотелось также отметить, что проведенные исследования модели керна по абсолютной проницаемости, представленные в таблице 3 свидетельствуют о эффективности кислотных композиций, но диспергация, водочуствительность и капиллярные явления коллектора сводит на нет всю эффективность кислотных композиций.

Таблица 3
Абсолютная проницаемость модели керна

Объем прокаченной жидкости, мл.
Рис.2. Изменение проницаемости кернового материала после закачки интенсифицирующих составов.
состав 1.- взаимный растворитель, состав 2.- глинокислота на основе неорганических кислот; состав 3.- взаиморастворитель.
В заключении можно сделать следующие выводы:
1. Моделирование фильтрации интенсифицирующих составов на первом этапе показала изменение фазовой проницаемости по нефти при фильтрации кислотных композиций через модель, что говорит о значительной чувствительность коллектора к водным растворам соляной кислоты и сильно развитым поверхностным явлениям.
2. Моделирование фильтрации интенсифицирующих составов на втором этапе показала изменение фазовой проницаемости по нефти при фильтрации взаимных растворителей через модель как до, так и после кислотного состава за счет снижения водонасыщенности коллектора.
3. Результаты фильтрационных исследований кислотных составов по всем этапам показали снижение фазовой проницаемости по нефти, однако рассмотрение образцов кернового материала и результатов абсолютной (по газу) проницаемости модели коллектора свидетельствуют о том, что кислотные композиции работают и растворяют породообразующие минералы. Однако поверхностные явления, количественное содержание глинистых минералов, их диспергация в растворе соляной кислоты, а также водочувствительность играет ведущую роль.
4. Использование технологической схемы взаимный растворитель-кислотный состав – растворы ПАВ для данного типа залежей позволят наиболее эффективно проводить интенсификацию добычи нефти и очистки призабойной зоны пласта из данного типа коллектора.
Список используемых источников информации:
1. Методическим указаниям компании «Роснефть» по химической обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин № П1-01.03М – 0016 утвержденные приказом № 188 от 25.04.2011.
2. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах М.: ВНИИ, 1980, с.243 РД 39-1-442-80.